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Revista Brasileira de Energia Solar Volume V Número 2 Dezembro de 2014 p. 137-146
PROJETO 120 TELHADOS – INSERÇÃO DE MICRO-GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA NAS REDES DE BAIXA TENSÃO: IMPLANTAÇÃO DE
TELHADOS SOLARES EM SETE LAGOAS
Marcio Eli Moreira de Souza – [email protected]
CEMIG Distribuição SA
Maria Helena Murta Vale – [email protected]
Eli Helberth Penido Bichara Chagas – [email protected]
Universidade Federal de Minas Gerais – UFMG
Suellen C. S. Costa – [email protected]
Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais – PUC/MG
Roberto Zilles – [email protected]
Universidade de São Paulo – USP
Resumo. Este artigo apresenta o processo de implantação do Projeto 120 Telhados na Cidade de Sete Lagoas – MG. O
referido projeto é uma iniciativa da USP com recursos da FINEP que visa instalar 120 telhados divididos em 6 estados
brasileiros com o objetivo de desenvolver competências em Geração Distribuída (GD) com sistemas fotovoltaicos
conectados a redes elétricas de baixa tensão. Neste trabalho, são apresentados os resultados dos estudos de conexão
dos sistemas fotovoltaicos no circuito de baixa tensão, extrapolando a condição proposta pelo projeto inicial, focando
no comportamento do perfil de tensão de atendimento. Foram simulados diferentes cenários, considerando a
localização física das GD’s em relação ao transformador de distribuição, a quantidade de GD’s presente no circuito,
além da potência instalada individual.
Palavras-chave: Energia Solar, Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede (SFCR), Resolução ANEEL 482/2012,
Geração Distribuída, Perfil de Tensão.
1.
INTRODUÇÃO
Diante da crescente demanda por energia, e considerando que são cada vez maiores as exigências financeiras e
ambientais para implantação de grandes empreendimentos de geração, e ainda que geralmente estes empreendimentos
estão distantes dos grandes polos consumidores, a geração conectada às redes de distribuição e próximas aos centros de
consumo se apresentam como uma alternativa para o suprimento dessa demanda. Essa geração é denominada Geração
Distribuída – GD e tem como principal vantagem a redução do transporte de energia dos centros de geração.
Do exposto acima, e graças à movimentação do setor industrial, o governo brasileiro através da ANEEL –
Agência Nacional de Energia Elétrica regulamentou por meio da resolução normativa 482/2012, a conexão dos
empreendimentos de GD às redes de distribuição de energia.
Segundo Souza (2012) a inserção dessas fontes de geração distribuída representa um grande desafio para as
distribuidoras, pois se trata de uma mudança de paradigma, uma vez que altera significativamente o seu planejamento,
operação e manutenção. Isso ocorre porque a inserção dessas unidades transforma um sistema concebido para trabalhar
de forma radial em um sistema que passa a trabalhar em anel, com mais de um sentido para o fluxo de potência.
No Brasil as conexões de GD nas redes de Média Tensão – MT já são realizadas sem maiores transtornos por
parte das distribuidoras. Contudo as análises continuam sendo caso a caso, ou seja, as distribuidoras analisam conexão
por conexão realizando estudos e simulações necessárias para determinar o melhor ponto de conexão da GD.
Para conexões em Baixa Tensão – BT (no âmbito da RN 482/2012), a prática de análise caso a caso, poderá,
considerando um cenário de maior penetração da GD, não ser adequada, uma vez que um grande número de solicitações
de conexão demandará muitas horas de estudos e simulações.
Ademais, as redes de distribuição em BT apresentam topologia conhecida e até certo ponto padronizada. Isto
possibilita o estabelecimento de critérios prévios que contribuam para agilizar o processo de análise e emissão de
parecer de acesso, uma vez que não existe a possibilidade de negativa por parte da distribuidora para a conexão de um
microgerador (potência instalada inferior a 100 kW).
O projeto abordado neste trabalho se refere à implantação de 20 telhados solares, no âmbito do projeto nacional
denominado 120 telhados solares, coordenado pela USP (Universidade de São Paulo). Para implantação em Minas
Gerais foi escolhida a cidade de Sete Lagoas – MG, pois é nesta cidade que a CEMIG (Companhia Energética de Minas
Gerais) está implantando o Projeto Cidades do Futuro.
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2.
ESCOLHA DO LOCAL DE INSTALAÇÃO
Com o objetivo de testar de forma apropriada e que representasse seu mercado, a CEMIG decidiu concentrar
todas as iniciativas de pesquisa relativas a Smartgrid (termo usualmente empregado para a aplicação de tecnologia da
informação para o sistema elétrico de potência – SEP, integrada aos sistemas de comunicação e infraestrutura de redes
elétricas automatizadas) na cidade de Sete Lagoas. Como a questão de conexão de GD nas redes de distribuição é parte
integrante dessas pesquisas, a opção de se implantar na mesma cidade o projeto dos 20 telhados solares ocorreu de
forma natural.
Optou-se pela procura de residências que estivessem na área de testes da prova de conceito do projeto, uma vez
que nem todos os alimentadores da cidade receberiam a infraestrutura. Dentre os alimentadores disponíveis escolheu-se
o SLAU06 (Subestação Sete Lagoas 1 – Alimentador 06) que, além de receber toda a infraestrutura, está localizado
próximo à Universidade Corporativa da CEMIG – UNIVERCEMIG. A Fig. 1 apresenta a área onde estão concentradas
as residências.
Figura 1 – Vista aérea da região onde se concentram as residências escolhidas
Fonte: GoogleMaps
Dentre as 194 residências disponíveis para instalação foram previamente escolhidas aquelas que apresentavam
alimentação em pelo menos duas fases, pois os inversores adquiridos para o projeto apresentam tensão nominal CA para
conexão com a rede de 220 V. Inicialmente, foram pré-selecionadas 30 residências que seriam visitadas para avaliação
das alternativas/dificuldades de instalação (área disponível, sombreamento, posicionamento do inversor, etc.) e,
posteriormente, a seleção final das 20 casas.
Os consumidores das 30 casas pré-selecionadas foram convocados para uma reunião na UNIVERCEMIG, para
que lhes fossem apresentados todos os detalhes do projeto. Todas as residências pré-selecionadas foram visitadas e,
após a realização das visitas técnicas, a composição da distribuição das residências ficou como apresentado na Tab. 1.
Tabela 1 – Distribuição das 20 residências selecionadas
TRANSFORMADOR
DISJUNTOR DE
ENTRADA [A]
CONSUMO
MÉDIO [kWh]
4611-75 kVA
4611-75 kVA
4611-75 kVA
4611-75 kVA
4611-75 kVA
4611-75 kVA
4611-75 kVA
4611-75 kVA
56679-75 kVA
56679-75 kVA
56679-75 kVA
50587-45 kVA
144649-75 kVA
144649-75 kVA
7830-75 kVA
7830-75 kVA
7830-75 kVA
7830-75 kVA
7830-75 kVA
7830-75 kVA
Tripolar 60
Bipolar 60
Tripolar 70
Tripolar 70
Bipolar 60
Tripolar 60
Bipolar 60
Bipolar 60
Bipolar 60
Tripolar 70
Tripolar 70
Bipolar 60
Bipolar 60
Bipolar 60
Bipolar 60
Bipolar 50
Bipolar 60
Bipolar 60
Bipolar 60
Bipolar 50
273
169
268
291
264
64
388
361
209
325
250
154
447
376
267
183
253
175
136
208
138
DEMANDA
MÉDIA
[kVA]
1,15
0,71
1,13
1,23
1,12
0,27
0,72
1,53
0,88
1,38
1,06
0,65
1,89
1,59
1,13
0,77
1,07
0,74
0,57
0,88
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Dentre os 5 transformadores de distribuição selecionados para o projeto, especial atenção é dada ao
Transformador Nº 4611 cuja potência nominal é de 75 kVA, uma vez que ele receberá o maior número de sistemas
fotovoltaicos, no total de 8 sistemas.
3.
SIMULAÇÕES: RESULTADOS E ANÁLISE
Para o desenvolvimento do trabalho foram realizadas diversas simulações considerando diferentes cenários de
inserção da microGD objeto do projeto 120 telhados.
3.1 Ambiente de simulação
As simulações realizadas utilizaram o software CYME que é um aplicativo especializado para simulações de
redes de MT e BT. É o mais utilizado pelas distribuidoras americanas. Basicamente é um software de análise de redes
de transmissão e distribuição. Dentre várias funcionalidades disponibiliza o cálculo de fluxo de potência que utiliza o
método de queda de tensão (“Voltage Drop”), para solução de redes de BT. Este método usado para um sistema radial
requer uma técnica iterativa especificamente desenvolvida para sistemas radiais ou fracamente malhados.
A entrada de dados no CYME é bastante amigável. Para análise em MT, pode-se importar os dados da
plataforma georeferenciada (GIS). Contudo, para análises em redes de BT a importação dos dados não está ativa.
Diante disso, foi necessário construir a rede sob análise, cadastrando os componentes antecipadamente, para possibilitar
sua seleção durante a construção do caso a ser simulado.
A fonte no CYME (fonte equivalente) é o ponto de partida de uma rede. Representa a impedância da rede de
geração e de transmissão. A fonte permite duas configurações: estrela aterrada e triângulo. São determinados os valores
de tensão nominal e de tensão de operação, além das impedâncias.
Para a geração fotovoltaica é possível selecionar o módulo a ser implementado numa lista ou até mesmo inserir
os dados específicos de um modelo não disponível na lista do software.
O modelo da rede é importado do GIS da CEMIG (GEMINI), que não usa o modelo PI nem o T. Isso se deve ao
fato de que as susceptâncias capacitivas são desprezadas, uma vez que só são significativas em linhas de transmissão.
As cargas podem ser modeladas como impedância constante, corrente constante e potência constante. Para o
caso analisado foram configuradas como impedância constante, para melhor representarem as cargas das residências.
Como saída, o CYME apresenta gráficos com as variáveis de interesse devidamente identificadas, podendo ser
as perdas elétricas, o perfil de tensão, etc. Para este trabalho a variável de interesse é o perfil de tensão apresentado
principalmente nas unidades consumidoras, uma vez que a tensão nos padrões de entrada de cada residência não pode
violar os limites estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST (Procedimentos de Distribuição da ANEEL). Os limites que
devem ser praticados na rede em questão são apresentados na Tab. 2.
Tabela 2 – Limites de tensão nas residências
Tensão de Atendimento
Faixa de variação da tensão
[V]
Adequada
(201≤V≤231) / (116≤V≤133)
Precária
(189≤V<201 ou 231<V≤233) /
(109≤V<116 ou 133<V≤140)
Crítica
(V<189 ou V>233) /
(V<109 ou V>140)
3.2 Descrição dos casos estudados
Para construção da rede analisada, foi realizado o levantamento do consumo e da demanda de todas as 46
unidades consumidoras. Foi calculado o consumo médio e a demanda média do circuito obtendo-se um consumo médio
mensal por residência de 364 kWh e uma demanda média de 1,5 kVA, totalizando um consumo total do circuito de
16.781 kWh e uma demanda total de 68,37 kVA. Foram inseridas as demandas individuais e consumos médios dos
últimos 12 meses de cada unidade consumidora para simulação.
Foi realizado um conjunto significativo de simulações, buscando analisar a inserção de microgeração distribuída
com fonte solar. Neste artigo estão registradas aquelas que mostram resultados de maior interesse ou que demandam
maior atenção.
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A seleção dos casos considerou o impacto de diferentes cenários de inserção de GD: distância entre a geração e o
transformador de distribuição, número de Unidades Consumidoras com Geração (UCG), diferentes níveis de geração,
diferentes patamares de potência instalada por unidade consumidora. A Tab. 3 apresenta resumidamente os parâmetros
adotados.
Tabela 3 – Casos simulados
CASO
Nº UCG’S
PRÓXIMAS(*)
Nº UCG’S
DISTANTES(**)
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
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21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
5
5
5
5
5
5
0
0
0
10
10
10
10
10
10
0
0
0
15
15
15
15
15
15
0
0
0
20
20
20
20
20
20
0
0
0
0
0
0
5
5
5
5
5
5
0
0
0
10
10
10
10
10
10
0
0
0
15
15
15
15
15
15
0
0
0
20
20
20
20
20
20
(*) Distância física de até 100m
CAPACIDADE DE
GERAÇÃO POR
UCG [kWp]
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
1,2
2,4
3,6
(**) Distância física acima de 100m
Adicionalmente, foi realizada a simulação da situação atual do circuito, ou seja, sem nenhuma geração
distribuída instalada e a situação futura onde serão instalados oito sistemas com potência nominal individual de 1,2
kWp.
3.3 Resultados
Para cada caso investigado foram calculados os valores de tensão em 9 pontos distintos do circuito. Estes pontos
estão apresentados na Fig. 2.
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2
3
4
9
1
8
5
7
6
Figura 2 – Pontos de interesse no circuito de BT do Transformador Nº 4611.
Na primeira simulação foi considerada a situação atual do circuito, ou seja, sem a presença de GD. Na sequência
foi simulada a situação futura onde 8 sistemas serão instalados em diferentes pontos da rede. Cada sistema de geração
fotovoltaica terá a capacidade de 1,2 kWp. O gráfico da Fig. 3 apresenta como resultado das simulações os valores de
tensão verificados em cada ponto de interesse em ambas as simulações.
Tensão verificada em cada ponto de interesse
235,0
Adequada
225,0
Tensãoo [v]
215,0
205,0
Precária
195,0
Crítica
185,0
175,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Ponto de Medição
Sem GD
Com GD
Figura 3 – Tensão verificada com e sem a presença de GD.
Adicionalmente, foram simuladas duas situações hipotéticas onde as UCG’s tivessem a geração duas vezes e três
vezes superior ao patamar estabelecido no projeto. O gráfico da Fig. 4 apresenta como resultado das simulações os
valores de tensão verificados em cada ponto de interesse em ambas as simulações comparando com a situação original,
ou seja, com a potência nominal de projeto.
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Tensão verificada em cada ponto de interesse
235,0
Adequada
225,0
Tensãoo [v]
215,0
205,0
Precária
195,0
Crítica
185,0
175,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Ponto de Medição
Sem GD
Com GD
GD (2X)
GD (3X)
Figura 4 – Tensão verificada com a presença de GD majorada.
Por fim foram realizadas as simulações de cada um dos 36 casos listados na Tab. 3, variando as alocações,
quantidades e potências das GD’s instaladas. Os gráficos das Figuras de 5 a 8 apresentam como resultados das
simulações os valores de tensão verificados em todos os casos simulados.
Tensão verificada em cada ponto de interesse
232,0
Adequada
227,0
Tensão [v]
222,0
217,0
212,0
207,0
202,0
Precária
197,0
192,0
Crítica
187,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Pontos de Medição
Caso 1
Caso 4
Caso 7
Caso 2
Caso 5
Caso 8
Caso 3
Caso 6
Caso 9
Figura 5 – Tensão verificada nos casos 1 a 9.
Tensão verificada em cada ponto de interesse
232,0
Adequada
227,0
Tensão [v]
222,0
217,0
212,0
207,0
202,0
Precária
197,0
192,0
Crítica
187,0
1
2
3
4
5
6
7
8
Pontos de Medição
Caso 10
Caso 13
Caso 16
Caso 11
Caso 14
Caso 17
Caso 12
Caso 15
Caso 18
Figura 6 – Tensão verificada nos casos 10 a 18.
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Tensão verificada em cada ponto de interesse
232,0
Adequada
227,0
Tensão [v]
222,0
217,0
212,0
207,0
202,0
Precária
197,0
192,0
Crítica
187,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Pontos de Medição
Caso 19
Caso 22
Caso 25
Caso 20
Caso 23
Caso 26
Caso 21
Caso 24
Caso 27
Figura 7 – Tensão verificada nos casos 19 a 27.
Tensão verificada em cada ponto de interesse
240,0
230,0
Adequada
Tensão [v]
220,0
210,0
200,0
Precária
190,0
Crítica
180,0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Pontos de Medição
Caso 28
Caso 31
Caso 34
Caso 29
Caso 32
Caso 35
Caso 30
Caso 33
Caso 36
Figura 8 – Tensão verificada nos casos 28 a 36.
3.4 Análise dos resultados
Pode-se observar que, em todos os casos, a inserção da GD implica aumento no valor da tensão no ponto e nas
proximidades de onde se estão conectando as unidades de geração distribuída.
A principal diferença está presente no ponto de interesse Nº 2 nos casos 24 e 33, onde ocorre inclusive a entrada
na faixa crítica de fornecimento, ou seja, tensão superior a 233 V. Outros pontos onde também ocorre a entrada na faixa
crítica são os pontos 1, 6, 7 e 8 no caso 33. Neste caso se está simulando a condição mais crítica para o circuito, uma
vez que 40 residências, com GD cuja potência individual é igual a 3,6 kWp, correspondem a 144 kWp de potência
instalada total. Tal configuração implica o pleno atendimento da demanda do circuito com retorno de igual potência
para o circuito de MT, através do Transformador 4611.
O perfil de tensão para os casos 24 e 33 está apresentado nas Figuras 9 e 10.
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Figura 9 – Tensões verificadas no ponto 2 no casos 24
4.
Figura 10 – Tensões verificadas no ponto 2 no caso 33
ALTERNATIVAS DE MITIGAÇÃO
Para minimizar os impactos da inserção da GD em um cenário de grande penetração nas redes de BT, diversas
ações, em diferentes fases da conexão, devem ser tomadas. Tais ações vão desde a fase de planejamento, antes mesmo
da conexão da GD, até a fase de operação em tempo real. Foram simuladas as seguintes alternativas para mitigação do
problema de violação dos níveis regulamentares da tensão no ponto de conexão:
Ajuste na tensão do alimentador;
Recondutoramento;
Divisão do circuito;
Transformador de distribuição com comutação de tapes;
Atuação dos inversores (controle de fator de potência);
Comandos remotos pela distribuidora.
As alternativas simuladas se mostraram eficientes em maior ou menor grau, contribuindo para a redução da
tensão no ponto de conexão. Tais alternativas podem ser adotadas desde a fase de planejamento da expansão, no
momento no qual a distribuidora recebe a consulta de acesso por parte do consumidor, passando pela fase de
planejamento da operação até a etapa de operação em tempo real.
As figuras 11 a 13 apresentam as opções que obtiveram melhor resposta para o controle de tensão.
Figura 11 – Caso 33 – 14,21 kV Comportamento da tensão antes e após comutação dos tapes do transformador
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Figura 12 – Comportamento da tensão antes e após realocação do Transformador Nº 4611
Figura 13 – Comparação das tensões antes e após recondutoramento
São diversas as alternativas de controle para manter a tensão de fornecimento no ponto de conexão dentro dos
níveis regulatórios. Cabe à distribuidora estudar a melhor alternativa técnica e econômica dentro de sua realidade e da
realidade de mercado, incluindo equipamentos disponibilizados, para tomada de decisão de qual opção será mais
adequada para sua rede.
Ademais, algumas das alternativas tratadas aqui ultrapassam as possibilidades atuais, uma vez que consideram,
por exemplo, transformadores com comutador de tapes, o que não é uma realidade para a maioria absoluta das
distribuidoras brasileiras. Outra alternativa atualmente indisponível, porém prevista em norma, é a atuação direta nos
inversores. Apesar de prevista uma interface de comunicação direta entre o inversor e a distribuidora, não existe um
protocolo definido nem tampouco infraestrutura de telecomunicação estabelecida entre as partes envolvidas.
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5.
CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Os resultados apresentados mostram que é importante analisar os casos de inserção de GD nas redes de BT tendo
em conta a proximidade desta com o ponto de transformação, os patamares de potência que estão sendo instalados, bem
como o quão representativas estas gerações são em relação à potência nominal do transformador.
Em relação ao processo de avaliação técnica por parte das distribuidoras visando à emissão do parecer de acesso,
sugere-se a inclusão de estudos semelhantes aos indicados neste artigo (análise de vários cenários), principalmente
quando este envolver um maior número de solicitações de conexão.
Como medida de controle, num primeiro momento, devem ser estudadas principalmente a troca de
transformador, divisão dos circuitos secundários e recondutoramento dos circuitos, pois, como se sabe, os
transformadores de distribuição utilizados no Brasil normalmente não têm a possibilidade de mudança de tapes.
Num cenário futuro, onde já esteja estabelecida uma infraestrutura de telecomunicações confiável entre as
distribuidoras e as UCG’s, o mais indicado será uma atuação direta nos inversores a fim de se obter um maior controle
no perfil de tensão, atuando diretamente nos ajustes e até mesmo, em casos extremos, promovendo o desligamento
remoto da geração.
Propõe-se a continuidade dos estudos a fim de se determinar a melhor opção a ser adotada, considerando a
realidade de cada distribuidora. Estes deverão ser realizados particularizando as alternativas apresentadas neste artigo,
valorando economicamente cada uma delas, abordando aspectos de custos de implantação envolvendo os materiais a
serem utilizados, a mão de obra necessária para implantação, bem como a manutenção da solução adotada.
Adicionalmente, tais estudos deverão estar alinhados ao que estabelece a regulamentação atual da ANEEL, pois,
investimentos por parte da distribuidora, que não estiverem aderentes ao estabelecido, poderão ser glosados pela
agência. Considerando ainda que a regulamentação é nova, algumas incertezas relacionadas ao que a agência irá
reconhecer, como investimento prudente ou não, ainda existirão.
Deverão ainda ser explorados os estudos de impactos que a inserção de GD nas redes de BD causarão nas redes
de MT, uma vez que o estudo objeto deste artigo se concentrou nos impactos nas redes de BT e seus respectivos níveis
de tensão de atendimento. Já a inserção de GD nas redes de MT não deve ser tratada como problema, uma vez que há
vários anos os estudos dessa natureza já vêm sendo realizados, com certa frequência pelas distribuidoras que, em
função disso, já têm essa prática dominada.
REFERÊNCIAS
ANEEL – Agência nacional de energia elétrica, 2012. Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST: Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição”, Diretoria Geral, Brasília, Brasil.
Cooper Power Systems, 2013. CYME Power Engineering Software and Solutions – Operation Manual – Chicago,
E.U.A.
Souza, M. E. M., 2012. Impactos da geração distribuída nas redes de baixa tensão, monografia de conclusão de curso de
Especialização em Engenharia de Sistemas Elétricos de Potência – CESEP, ênfase em Supervisão, Controle e
Proteção de SEP, do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal de Minas, Belo
Horizonte, Minas Gerais, Brasil.
120 ROOFTOPS PROJECT – INSERTION OF DISTRIBUTED MICRO-GENERATION IN LOW VOLTAGE
NETWORKS: DEPLOYMENT OF SOLAR ROOFTOPS IN SETE LAGOAS
Abstract. This article presents the implementation process of the 120 Rooftops Project in town of Sete Lagoas - MG.
This project is an initiative of USP with funds from FINEP which aims to install 120 rooftops spread in 6 Brazilian
states with the aim of developing skills in Distributed Generation (DG) with PV systems connected to the low voltage
grid. In this paper, it is presented the results of the studies of PV connection in low voltage circuit extrapolating the
condition proposed by the original project, focusing on the behavior of service voltage profile. Different scenarios were
simulated considering the physical position of DG's in relation to the distribution transformer, the amount of DG
present in the circuit besides the individual installed capacity.
Key words: Solar Energy, Network Connected Photovoltaic Systems, ANEEL Resolution 482/2012, Distributed
Generation, Voltage Profile.
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